李 陽 康志江 薛兆杰 張 允

（1.中國石油化工集團有限公司；2.中國石化石油勘探開發(fā)研究院）

中國海相碳酸鹽巖油氣資源量豐富，碳酸鹽巖沉積分布面積達450×104km2，油氣資源量為358×108t油當量。截至2018年底，塔里木盆地、鄂爾多斯盆地和渤海灣盆地累計探明碳酸鹽巖石油地質儲量40.66×108t。1984年9月，塔里木盆地北部沙參2井獲高產油氣流，實現(xiàn)了我國古生代海相碳酸鹽巖油藏首次重大突破，成為中國油氣勘探史上的重要里程碑；1990年沙23井發(fā)現(xiàn)了中國第一個古生代超深層海相特大型油田——塔河油田[1-2]；1997年塔河油田投入開發(fā)，建成世界上最大的深層碳酸鹽巖縫洞型油藏油氣生產基地，年產能力已達900×104t油當量，標志著中國海相碳酸鹽巖油藏開發(fā)理論和技術的形成。碳酸鹽巖油氣藏已經成為中國油氣勘探開發(fā)和油氣增儲上產的重要領域[3-5]。

與國外碳酸鹽巖油氣藏相比，中國碳酸鹽巖油氣藏埋藏深、儲層時代老、地質條件復雜，開發(fā)難度更大[6-20]。油藏開發(fā)主要面臨4大挑戰(zhàn)：（1）縫洞儲集體離散性強，識別描述與表征難度大；（2）油井見水后產量遞減大，初期自然遞減率達19.5%；（3）注入水沿裂縫竄流，注采井網設計與高效驅替難；（4）采收率低，標定采收率僅為15.0%。

經過近20余年的研究與實踐，形成了不同尺度縫洞體地球物理識別、巖溶地質建模、自由流與滲流耦合油藏數(shù)值模擬、改善水驅和注氮氣提高采收率、靶向酸壓改造等高效開發(fā)技術系列，填補了國內外技術空白，實現(xiàn)了塔河油田年產油量穩(wěn)產在550×104t以上的目標，塔河示范區(qū)標定采收率提高至21%，支撐了順北大油氣田的發(fā)現(xiàn)與快速上產。

1 不同尺度縫洞體地球物理識別技術

縫洞儲集體埋藏深、類型多樣、儲集空間尺度差異大，地震響應特征復雜、多解性強，有效儲集體識別與預測困難。研發(fā)形成了繞射波分離和逆時深度偏移高精度成像方法、大型縫洞體內部結構刻畫技術及斷溶體預測技術。

1.1 繞射波分離和逆時深度偏移高精度成像方法

針對小尺度縫洞體反射信號弱，創(chuàng)建了基于繞射角域地震響應的繞射波分離成像方法，在繞射偏移過程中提高繞射體成像的能量，可發(fā)現(xiàn)在反射同相軸中的小尺度縫洞體。通過物理實驗與理論分析，利用繞射波和反射波在傳播方向上的不同，推導獲得繞射角域反射波與繞射波的不同地震響應特征。建立傳播過程中繞射角度計算方法和共繞射角度成像條件，得到共繞射角度偏移。利用繞射角域反射波的不同，形成反射波擬合法繞射波分離技術，通過擬合反射同相軸對反射波消除，實現(xiàn)繞射波能量的無畸變分離。與RTM全波場成像對比可以看出（圖1），繞射波分離方法有效壓制了風化殼“強反射”的反射能量，保留繞射能量，凸顯了小尺度縫洞體繞射體形態(tài)（圖1b中箭頭指處）。

圖1 RTM全波場成像與繞射波成像效果對比圖

繞射數(shù)據(jù)體比反射數(shù)據(jù)體可反映更多地質細節(jié)，縫洞體的分辨率也優(yōu)于全波場數(shù)據(jù)。通過對串珠反射體計數(shù)對比，繞射波數(shù)據(jù)比全波場數(shù)據(jù)可以發(fā)現(xiàn)更多的隱蔽串珠，特別是在反射波掩蓋效果比較顯著的地方，串珠識別率提高約20%。

研發(fā)形成了基于最小二乘的逆時深度偏移技術。基于繞射波反演成像理論和3D逆時偏移成像基礎，研發(fā)共軛梯度反演最優(yōu)化方法和GPU加速技術，創(chuàng)新性研發(fā)形成了3D最小二乘逆時深度偏移技術，通過多次迭代偏移，有效減少了照明、吸收等廣義繞射因素的影響，進一步提升小尺度儲集體的分辨率。

最小二乘逆時深度偏移比常規(guī)深度偏移深部照明更均勻，強同相軸連續(xù)性更好，串珠反射的收斂性更高。頻譜對比分析可以看出，最小二乘逆時深度偏移成像拓寬了頻譜，頻帶展寬至5Hz，有效提高了成像分辨率及精度效果。

1.2 大型縫洞體內部結構刻畫技術

自主研發(fā)基于疊前炮域分頻時間偏移的縫洞體內部結構描述技術，該技術基于不同頻率的能量體疊合，實現(xiàn)了縫洞體內部結構的刻畫。

基于縫洞儲集體垮塌與充填特征，通過井資料標定，針對疊前道集的時頻分解方法的測試，利用Butterworth濾波器將預處理后的疊前CMP道集分解成不同頻段疊前道集數(shù)據(jù)體，建立不同優(yōu)勢頻帶的疊前道集數(shù)據(jù)，最終通過疊前時間偏移獲得不同優(yōu)勢頻帶疊前的時間偏移數(shù)據(jù)體。疊前分頻串珠形態(tài)保持更好，有效克服疊后分頻產生的“信號震蕩”的掩蓋現(xiàn)象。低頻率部分描述了溶洞形態(tài)，高頻率部分揭示了溶洞內部細節(jié)及結構特征（圖2）。當高、中低頻能量一致性較好時，表明一般為單室溶洞，充填較均質；而當高、中低頻能量不一致時，往往為大型溶洞系統(tǒng)，內部結構復雜，非均質性較強。

圖2 不同頻段大尺度縫洞偏移成像對比圖

通過反射系數(shù)奇偶分解方法獲得提高薄層分辨率能力的“偶分量”，利用反射系數(shù)反演高頻部分的偶分量反射系數(shù)序列，與地震子波褶積獲得比原始地震數(shù)據(jù)分辨率更高的數(shù)據(jù)體，地震數(shù)據(jù)主頻從25Hz提高到40Hz，使風化殼強反射壓制的小尺度儲集信號增強，響應異常與測井解釋的裂縫孔洞儲集體存在明顯對應關系，預測結果與測井解釋符合率達 82.5%。

1.3 斷溶體預測技術

從正演結果來看，斷溶體地震響應展布寬度與斷溶體橫向尺度正向相關：寬度小于100m時，斷溶體邊界可識別，內幕不可識別；寬度大于150m，邊界內幕均可識別。通過地層結構壓制及斷溶體形態(tài)特征增強處理、炮域疊前分頻、頻譜延拓等解釋性處理技術，實現(xiàn)斷控體儲層特征與地層結構反射特征的分離，有效突出斷控體儲層特征。經過結構壓制與增強處理后，斷溶體內幕信息更加豐富、邊界更加清晰，屬性體對斷溶體的刻畫效果大大提高（圖3）。

圖3 基于解釋性增強處理的斷溶體刻畫

優(yōu)選出能夠有效刻畫斷溶體邊界的敏感屬性，包括結構張量、波形分解與重構等；優(yōu)選出能夠有效描述斷溶體內幕溶洞的敏感屬性，包括強振幅聚類、阻抗類屬性體等；優(yōu)選出能夠有效識別斷溶體內幕斷裂的敏感屬性，利用相干體及最大似然屬性檢測主干斷裂，利用螞蟻體、中小尺度曲率檢測次級斷裂，利用中小尺度曲波相干檢測小尺度斷裂。

2 縫洞型油藏巖溶地質建模技術

碳酸鹽巖縫洞型油藏儲集空間類型多、尺度懸殊且隨機分布，地質建模難度大，研究提出了按巖溶相分類地質建模方法，即表層巖溶儲集體多元約束建模、古暗河多點地質統(tǒng)計建模、斷控巖溶儲集體目標建模（圖4），分類建立儲集體地質模型，之后通過演化次序、同位條件賦值方法融合成綜合的地質模型，有效提高巖溶地質建模的精度，地質模型鉆井符合率由71.1%提高至92.7%，應用后大幅度提高了儲量動用率。

圖4 表層巖溶、古暗河和斷控巖溶儲集體地質模型

2.1 表層巖溶儲集體多元約束建模方法

表層風化巖溶儲集體主要分布在峰丘附近，包括順層溶蝕孔洞、層內溶蝕裂縫、斷層溶蝕縫洞、斷槽垮塌縫洞，表層巖溶儲集體以小尺度溶蝕孔洞和裂縫為主，整體呈片狀和網狀分布，分布較廣泛。小尺度溶洞、溶蝕孔洞采用不同潛水面控制和不同地震屬性約束的序貫指示模擬方法，小尺度裂縫采用井震結合的隨機模擬方法。

2.2 古暗河多點地質統(tǒng)計建模方法

古暗河結構包括廳堂洞（垮塌+沉積充填）、干流洞（沉積充填）、支流洞（沉積—化學充填），受潛水面控制，分布在水系斜坡部位，上游發(fā)育單支狀洞，下游發(fā)育網狀多層洞。針對古暗河結構復雜性、形態(tài)多樣性及充填性特點，優(yōu)選巖溶地質知識庫中地表露頭暗河形態(tài)的幾何參數(shù)，結合地震預測暗河形態(tài)，制作多類型三維訓練圖像，采用多點地質統(tǒng)計學方法模擬不同古暗河的發(fā)育形態(tài)、多層、分支組合樣式，測井與地震充填為約束體，建立基于地質知識庫的復雜古暗河多點地質統(tǒng)計建模方法。

2.3 斷控巖溶儲集體分期、分段建模方法

斷裂具有多期次性、延續(xù)性及主次性，走滑斷裂內部分為壓扭、張扭與平滑段，其控制的儲集體包括斷裂、裂縫本身及后期沿裂縫溶蝕的溶洞與溶孔。斷控巖溶儲集體發(fā)育受斷裂控制，根據(jù)斷控巖溶儲集體發(fā)育特征，基于斷裂、裂縫結構及斷控儲集體形態(tài)、高度和展布，利用分區(qū)帶目標模擬方法構建訓練圖像，建立外部儲集體輪廓，構建綜合發(fā)育概率體，內部溶洞利用阻抗屬性、測井解釋及鉆井放空漏失資料，基于目標模擬方法建立斷控儲集體空間分布。

2.4 融合及動態(tài)地質模型優(yōu)化

基于裂縫、孔洞、溶洞的演化級次模式，建立大尺度溶洞、大尺度裂縫、小尺度孔洞、小尺度裂縫的同位賦值的融合方法，構建不同巖溶相控的縫洞體分布模型?；谑聚檮┻B通性結果，結合裂縫空間展布，建立連通性約束的目標函數(shù)，應用退火模擬等方法，優(yōu)化井間裂縫的空間位置，使模型連通程度與示蹤劑數(shù)據(jù)定量一致，降低地質模型不確定性。

3 縫洞型油藏耦合數(shù)值模擬技術

建立多尺度復合介質耦合數(shù)值模擬理論，實現(xiàn)了溶孔介質（洞徑小于2mm）達西流、孔洞介質（洞徑為2～ 500mm）管流高速非達西流和大型洞穴（洞徑大于500mm）自由流的多尺度流動耦合模擬，復合縫洞體的變重介質模擬方法，精度提高26%；嵌入式離散裂縫技術，精準模擬裂縫竄流。

3.1 縫洞型油藏數(shù)值模擬技術

建立了離散大型縫洞與連續(xù)介質耦合數(shù)學模型，數(shù)學模型分為兩種：第一種是基于未充填洞穴的奈維—斯托克斯動量方程建立控制方程組，溶孔、裂縫網絡的滲流通過源匯項加入；第二種是溶洞、裂縫達西滲流建立控制方程組，未充填洞穴或裂縫的奈維—斯托克斯流是通過嵌入式處理。第一種模擬方法計算精度高、計算量大，可用于不同縫洞組合的機理研究；第二種模擬方法計算精度較低、計算速度快，可用于油藏尺度的模擬預測。

編寫縫洞型油藏數(shù)值模擬軟件KarstSim（V2.0），數(shù)值模擬算法方面采用有限體積方法偏微分控制方程進行數(shù)值離散，建立非結構化網格嵌入技術，實現(xiàn)大尺度裂縫和溶洞的嵌入式模擬處理與計算，大幅度提高了斷裂、裂縫竄流的模擬精度；依據(jù)油藏非均質性，建立分區(qū)變重介質數(shù)值模擬技術，有效劃分溶洞區(qū)、裂縫區(qū)、溶孔區(qū)及區(qū)與區(qū)之間任意組合，通過導流系統(tǒng)處理區(qū)間與區(qū)內的流量物理交換，數(shù)值模擬精度達92.2%，應用該軟件產油量預測符合率達87.6%。

3.2 千萬網格模擬技術

大規(guī)模精細模型由于網格數(shù)的增加，極大增加了油藏模擬的工作量及模擬時間。通過采用混合式并行計算模擬方案，實現(xiàn)基于MPI高效粗粒度域分解并行和基于OPENMP細粒度多線程并行計算的混合技術，開發(fā)了超大規(guī)模模擬計算及前、后處理輔助功能，確保千萬級或億級網格規(guī)模模型計算實際應用的可行性。新版KarstSim模擬器計算效率顯著提高，在單機8核PC實現(xiàn)了500萬網格實際案例的模擬，在128核的集群上實現(xiàn)2600萬網格強非均性的實際模型模擬計算（圖5），線性加速比達1.68。

圖5 古暗河巖溶儲集體剩余油飽和度分布圖

自適應隱式CPR+AMG快速數(shù)值求解技術。針對壓力、飽和度耦合系統(tǒng)求解時間長的問題，設計了自適應離散下的CPR+AMG快速數(shù)值求解技術，采用代數(shù)多層網格AMG預處理來控制壓力殘差，減少每一個時間層的線性迭代次數(shù)；針對非均質、尺度變化大導致的時間步長較小問題，設計了多尺度油藏時間步長優(yōu)化技術和井網生產數(shù)據(jù)變動時間點的時間步長確定技術，能夠有效擴大時間步長，從而提高軟件運行速度。

輔助空間預條件算法。在主流油藏模擬軟件中，通常采用全隱式（FIM）或隱壓顯飽（IMPES）格式，并結合上游加權有限差分空間離散方法。無論采用FIM還是IMPES，線性求解器占用了絕大部分CPU時間——在FIM中求解全隱式的Jacobian方程，在IMPES中求解半隱式二次橢圓型方程。另外，非線性求解算法的收斂性和穩(wěn)定性是決定時間步長選取的一個重要因素；非線性迭代的收斂速度與穩(wěn)定性成為整個數(shù)值模擬效率高低的一個決定性因素。研發(fā)了輔助空間預條件方法（ASP）來設計多階段預條件算子，利用油藏模型的物理與解析性質設計輔助空間解法器（或磨光子）和預條件子，并結合Krylov子空間方法實現(xiàn)加速。值得注意的一點是，利用非常易于獲取的分析和幾何信息，使得設計的預條件算法具有較強的普適性，且可以方便地移植到其他油藏模擬模型問題的數(shù)值模擬中。為獲得一個高效、穩(wěn)健、可擴展的油藏數(shù)值模擬解法器，采用塊稀疏矩陣存儲格式，并使用了一些基于該存儲格式的常用求解方法，如塊Gauss-Seidel迭代法、代數(shù)多層網格法和ILU方法等，新算法比常用模擬器快10倍以上。

4 改善水驅提高采收率技術

剩余油描述與改善水驅技術由定性分析向定量優(yōu)化發(fā)展。2006年建立縫洞型油藏注水開發(fā)模式，提出“時空差異性”注水方法。空間上，縫注洞采、低注高采、同層注采；時間上，早期試注，之后溫和注、周期注，后期注水壓錐、換向驅油，解決了大裂縫易水竄的難題，實現(xiàn)縫洞型油藏高效注水。隨著大量注水、注水利用率逐漸變差，縫洞型油藏中存在大量難以被驅動的剩余油，針對不同的剩余油類型，如何改善注水是要解決的關鍵性問題。通過物理與數(shù)值模擬實驗，揭示了水驅后剩余油主要有洞頂油（閣樓油）、流道屏蔽的剩余油、邊角剩余油、孔隙充填物殘余油4種類型，揭示變強度注水、周期注水、脈沖注水、換向驅油（也稱注采反轉）、表面活性劑注水、注水轉注氣等水驅方式動用剩余油機理，形成了空間結構井網設計及注采參數(shù)優(yōu)化技術。

4.1 空間結構井網設計技術

油藏開發(fā)中，井網部署是提高儲量動用率、產能和采收率的關鍵，常規(guī)油藏井網多為五點、九點、菱形、排式等。針對深層離散縫洞型油藏，采用常規(guī)井網部署，會出現(xiàn)大量無產能井或低產能井，且儲量控制程度低，因此，需要改變井網設計的思路和方法，適應離散縫洞儲集體的注水高效驅替，建立空間結構注采井網設計方法。具體方法是“溶洞定油井位置、連通定水井位置、儲量定注采井數(shù)”，處在大型溶洞上的井設計為采油井，裂縫、孔洞儲集體上的井設計為注水井，結合井含水率大小次序逐步部署注水井，整體上實現(xiàn)縫注洞采、低注高采、同層注采，最優(yōu)配制注水井和采油井的注采關系，提高剩余儲量的水驅控制程度，在溶洞與溶洞之間設計為換向驅油井組（采油井與注水井交換）。具體設計中，巖溶殘丘溶洞、主干斷裂控制縫洞體及主體暗河段儲集體優(yōu)先部署采油井；根據(jù)連通情況確定油井周圍的注水井，構建注采之間關系；在設計井網、確定井位的過程中，考慮儲量規(guī)模與經濟因素，根據(jù)單元儲量規(guī)模確定加密井數(shù)與注采井數(shù)。塔河油田示范單元實施空間結構井網設計技術，儲量控制程度提高了26%。

4.2 注采參數(shù)優(yōu)化技術

由于縫洞型油藏強非均質性，井間剩余油量差別大，注采井組內與注采井組間需要進行注水量與采油量的優(yōu)化，使注入水驅替更多的原油。注采量設計是一個最優(yōu)化問題，以實現(xiàn)經濟效益最大化為目標，通過計算機自動優(yōu)化求解油水井注采參數(shù)，使井組或單元注水量最小、采油量最高，調控油水井的生產，改善開發(fā)效果，相比于人工設計方法具有更精準、高效、快速的優(yōu)點，面對非均質性強、井間連通關系復雜的縫洞型油藏具有更好的適用性。

創(chuàng)建了3種注采參數(shù)優(yōu)化方法：一是基于地質模型的優(yōu)化方法，以建立的地質模型、油藏數(shù)值模型為基礎，模擬計算每口井的注水量或采油量，使井組或單元采油量最優(yōu)，優(yōu)化計算方法是將控制變量變換到相同數(shù)量級的對數(shù)域上進行隨機擾動梯度求解。二是基于不確定性地質模型的魯棒優(yōu)化方法，以多個條件符合地質模型為基礎，以生產動態(tài)為約束條件，剔除不符合生產的地質模型；結合數(shù)值模擬預測手段，將不同油水井注采量設計范圍帶入全部模型，全部模型的經濟可采量期望值（NPV）最優(yōu)的作為最優(yōu)注采量方案。三是基于井間連通性模型的優(yōu)化方法，以單井控制儲量與井間連通程度為研究基礎，根據(jù)注采平衡、油水兩相前緣推進理論建立一種新的油藏油水流動與生產預測計算模型，模擬縫洞型油藏的開采過程，在此基礎上，通過注采量與經濟可采期望值最優(yōu)的目標函數(shù)，模擬最優(yōu)注采量方案。其中，魯棒優(yōu)化方法抗風險能力最強，基于井間連通性模型的優(yōu)化方法速度最快。

井組、單元優(yōu)化后累計產油量更高，相應的累計產水量和累計注水量都明顯降低，從而實現(xiàn)少注水、多產油的優(yōu)化控制目標。S80單元應用后降水增油效果明顯，優(yōu)化后累計增油量為23.1×104t，綜合含水率降低6.8%，累計產水量減少4.5×104m3，耗水率降低41.6%。

5 縫洞型油藏注氮氣提高采收率技術

2009年通過溶洞儲集體注氮氣數(shù)值模擬實驗，首次揭示溶洞內注入氮氣重力分異、驅替洞頂油等機理（圖6），提出注氮氣“洞頂驅”是縫洞型油藏提高采收率的有效方法。目前塔河油田已規(guī)模注氮氣開發(fā)，注氮氣成為縫洞型油藏重要的提高采收率方法。

圖6 高部位和低部位采油井水淹后洞頂驅效果對比圖

5.1 縫洞型油藏注氮氣智能選井技術

建立了注氮氣效果評價和預測方法、氣竄風險評估計算和氣竄預測方法，實現(xiàn)定性分析與定量評價和預測的有機結合，以風化殼、古暗河、斷溶體3種巖溶油藏為地質目標體，確定縫洞型油藏注氮氣選井的原則與標準，形成了縫洞型油藏注氮氣快速智能選井標準化流程，編制了縫洞型油藏注氮氣智能選井軟件平臺，解決了縫洞型油藏注氮氣選井周期長、時效慢等問題。近3年礦場選井262口，選井有效率從83%提高到90%，注氮氣覆蓋儲量新增1.25×108t。

5.2 單井和井組注氮氣優(yōu)化技術

創(chuàng)新了單井注氮氣替油技術，發(fā)展應用了氮氣驅技術，形成了單井和井組的注氮氣優(yōu)化技術，制定了差異化的單井、氣驅井組的注氮氣技術政策。

差異化注采井網構建技術。應用縫洞型油藏數(shù)值模擬技術，在縫洞儲集體已有空間結構井網基礎上，根據(jù)水驅后剩余油賦存模式，建立氣驅差異化注采關系。風化殼油藏以小型溶洞、溶蝕孔洞及小級別裂縫為主，平面連續(xù)性較好，剩余油主要被井間構造控制，采用高注低采能夠較好地挖潛剩余油；古暗河油藏縫洞儲集體沿河道延展方向發(fā)育，剩余油主要為高導流通道兩側封閉油，采用分支河注、主河道采，雙層河道要采用高注低采的注采井網形式；斷溶體油藏溶洞和巖溶孔洞分布在斷裂帶周圍，呈帶狀分布，從核向翼縫洞發(fā)育程度減弱，剩余油主要為因翼部連通差而形成的分隔油，適于采用翼部注、核部采的注采井網形式。

差異化氮氣驅技術政策。基于氣水協(xié)同機理認識，提出縫洞型油藏適合采用的氣水協(xié)同開發(fā)方式。氣水協(xié)同包括兩種差異化的方式：注氣與底水協(xié)同，置換閣樓油在底水承托下實現(xiàn)橫向驅；注氣與注入水協(xié)同，氣水協(xié)同驅替，擴大波及，且當注入氣向下驅替與注水+底水向上驅替達到平衡時，協(xié)同效果最佳。優(yōu)化確定了注氮氣穩(wěn)定驅替速度圖版，編制了39個井組氣驅方案并實施，增油效果顯著。

應用于262口單井注氮氣設計和39個井組氣驅方案編制，方案實施后增油176.1×104t，增加可采儲量248.4×104t，采收率由14.91%提高到17.07%，提高了2.16個百分點。

6 靶向酸壓改造技術

傳統(tǒng)酸壓工藝條件下形成的雙翼單縫覆蓋范圍有限，動用程度低，要提高穩(wěn)產能力，需充分溝通天然裂縫，增大改造范圍。為此針對裂縫型及裂縫—溶孔型儲層常規(guī)酸壓人工裂縫單一、溝通范圍有限的難題，開展了碳酸鹽巖儲層靶向酸壓技術攻關，實現(xiàn)單向變多向、單縫變多縫，增大人工裂縫波及范圍，提高酸壓中靶率及酸壓改造效果，從而提高油田的儲量動用率。

6.1 復雜縫酸壓改造技術

復雜裂縫壓裂的有利條件及選井選層原則如下：井周天然裂縫發(fā)育，大天然裂縫（>2m、選層/酸蝕），天然裂縫體積密度為6%～ 9%（選層/酸蝕），水平應力差≤20MPa（選層/酸蝕，閉合型天然裂縫區(qū)域≤13MPa，充填型天然裂縫區(qū)域≤20MPa），縫內凈壓力>6MPa。

施工前注入酸液，利于井周天然裂縫錯動、開裂，激活天然裂縫采用低黏度、低排量（黏度≤10mPa·s，排量為0.5～ 2.0m3/min），張開天然裂縫、造主縫采用高黏度、高排量（黏度≥50mPa·s，排量≥7.0m3/min）。裂縫內暫堵提高裂縫凈壓力，增加裂縫轉向范圍。泵注程序為：（1）近井激活天然裂縫。通過低黏度、低排量注酸連通井周天然裂縫，為分支主裂縫的形成提供條件。（2）多分支主縫擴展階段。通過高黏度、高排量造分支主縫，提高改造距離，本階段壓裂液的黏度在50mPa·s以上，排量在7.0m3/min以上。（3）進一步形成分支縫階段。通過高、低排量交替連通天然裂縫，進一步形成分支縫。（4）段內暫堵形成支縫。采用多級“纖維+纖維顆?！睍憾罗D向工藝，充分均勻布酸，提高橫向和縱向上的改造力度，通過暫堵實現(xiàn)后續(xù)液體產生新的裂縫，從而溝通新的儲集體，擴大井段內改造體積。纖維暫堵液對高滲透帶和裂縫帶可起到暫堵作用。（5）過頂替提高酸蝕范圍。閉合酸化階段，酸液進一步溶蝕近井地帶裂縫巖石壁面，大大提高近井地帶導流能力。

復雜縫酸壓累計實施8井次，有效8井次，建產率100%，累計增油15.04×104t，與鄰井相比，單井控儲能力增加20倍以上。

6.2 暫堵轉向酸壓技術

經大尺度暫堵實驗驗證，縫內暫堵實現(xiàn)裂縫轉向可行性，新起裂位置基本在天然裂縫或層理位置，無天然裂縫或層理時，通過暫堵實現(xiàn)巖石本體重新起裂擴展較難。形成了縫洞復雜介質+暫堵條件下裂縫擴展模擬技術，建立了復雜介質+暫堵條件下裂縫起裂擴展數(shù)學、數(shù)值模型，明確了復雜天然裂縫條件下裂縫延伸規(guī)律、影響因素，暫堵條件下裂縫延伸規(guī)律。

明確了裸眼水平井暫堵分段壓裂裂縫擴展規(guī)律。裂縫最先在應力最小、巖石強度最小或天然裂縫處起裂擴展，暫堵已壓開裂縫后，憋起更高壓力，裂縫在新位置起裂。分段壓裂依次起裂難點越來越大，壓力越來越高。暫堵轉向靶向酸壓技術現(xiàn)場累計應用14井次，累計增油9.75×104t，增油效果顯著。

7 結論

經過不斷探索與實踐，創(chuàng)新形成碳酸鹽巖深層油氣開發(fā)技術系列，具體包括不同縫洞體繞射波分離和逆時深度偏移高精度成像及縫洞體內部結構預測技術，基于地質知識庫的巖溶相控地質建模技術，洞、縫、孔變重耦合的數(shù)值模擬技術與并行計算軟件，縫洞型油藏注水開發(fā)理論方法，空間結構井網設計方法，單井、井組注氮氣選井與注采參數(shù)優(yōu)化技術，非主應力任意方向靶向酸壓改造技術。

碳酸鹽巖深層油氣開發(fā)技術應用于塔河示范區(qū)，增加經濟可采儲量573×104t，增加產值133億元，助推了塔里木盆地油氣勘探開發(fā)進程，支撐了順北10億噸級油氣田的發(fā)現(xiàn)與快速上產，實現(xiàn)了塔河、輪古、哈拉哈塘等油田的穩(wěn)產?！笆濉逼陂g，塔河油田和順北油氣田累計投產新井800口，累計新建產能650×104t，累計供應新疆維吾爾自治區(qū)境內企業(yè)原油 3032×104t、天然氣 81×108m3、LNG115×104t，有力支持了西部經濟發(fā)展。